强抑制性硅磺聚合物钻井液体系研究

罗远儒，陈勉，金衍，杜明翰，侯静，李华照，杨俊良，房海涛

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石油长城钻探工程有限公司，北京 100101；3.中国石化中原油田分公司采油一厂，河南濮阳 457171；4.中国石油集团渤海钻探泥浆公司，天津 300280；5.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井分公司，河北 沧州 062450）

强抑制性硅磺聚合物钻井液体系研究

罗远儒1，2，陈勉1，金衍1，杜明翰2，侯静2，李华照3，杨俊良4，房海涛5

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石油长城钻探工程有限公司，北京 100101；3.中国石化中原油田分公司采油一厂，河南濮阳 457171；4.中国石油集团渤海钻探泥浆公司，天津 300280；5.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第五钻井分公司，河北 沧州 062450）

随着页岩气等非常规油气藏勘探开发力度的加大，越来越需要一种抑制性强、配伍性好、成本低、化学与生物毒性低的水基钻井液。通过室内试验，综合评价了复合硅酸盐与不同钻井液处理剂的配伍性，优选出了硅磺聚合物强抑制钻井液盐水和淡水基本配方，与其他强抑制钻井液体系的对比评价实验表明，该强抑制性硅磺聚合物钻井液抗温达150℃，抗盐达饱和，有较好的抗钙、镁离子污染和黏土污染的能力，具有较好的防塌效果，有利于维持井壁稳定。同时，该体系钻井液在现场配制工艺简单，成本较低，当根据需要调整到合理的设计性能后，体系具有很好的流变性，钻井液性能稳定，维护简便，携砂能力好，有利于井眼清洁，具有广泛的应用前景。

硅磺聚合物钻井液；复合硅酸盐；抑制性；配伍性

随着页岩气藏或富含泥岩的非常规油气藏开发日渐增多［1］，因其地层中含有大量强水敏、硬脆性泥质矿物，极易导致地层造浆、井壁失稳等复杂情况而受到重视。常规水基钻井液不能很好地满足井壁稳定的要求，目前，通常使用价格昂贵且对环境有污染的油基钻井液。研究适用于非常规油气藏的强抑制水基钻井液的需求越来越迫切。硅酸盐钻井液是一种强抑制性水基钻井液，早在20世纪30年代就用来控制易坍塌地层，但因其流变性难以控制而没有很好发展。近年来，随着新型化学处理剂和钻井液技术的发展，硅酸盐钻井液以其强抑制性、低成本及环境友好等特点重新进入人们的视线。研究表明，硅酸盐钻井液可以在泥页岩内沉积、胶结并封固页岩，形成一层屏障膜阻止滤液渗透，在维持井壁稳定方面基本达到油基钻井液水平［2-14］。

1 实验方法与性能测试

实验所用的复合硅酸盐CS-1由硅酸钠和硅酸钾复配组成，模数M2.0的硅酸钠和硅酸钾M3.3～3.5，M3.5～3.7由青岛泡花碱厂提供。

淡水基浆、盐水基浆均高速搅拌20 min，于室温下养护24 h。

淡水基浆：1000mL水+40g膨润土+5g无水碳酸钠。

盐水基浆：1 000 mL水+40 g膨润土+5 g无水碳酸钠+150～300 g氯化钠。

按照SY/T 5621—1993钻井液测试程序，采用API失水仪、ZNN-D6型旋转黏度计评价钻井液性能。

2 硅酸盐与不同处理剂配伍性

2.1 与PMC，SMC和ASP-1

在4%膨润土浆中加入复合硅酸盐CS-1后，再加入SMC或PMC和抗盐抗高温防塌剂ASP-1，考察钻井液的性能和抑制性的变化，结果见表1。

表1 CS-1与SMC，PMC和ASP-1的配伍性

从表1可以看出，复合硅酸盐CS-1在淡水基浆中与SMC，PMC和ASP-1之间有良好的复配作用,在淡水钻井液中随着PMC和ASP-1量的增加，老化后滤失量增加，因此，在淡水钻井液中应控制SMC或PMC和ASP-1的加量。

加入NaCl后，复合硅酸盐CS-1在盐水基浆中与SMC和ASP-1之间的配伍性更好。

2.2 与CPS2000和其他聚合物

在含有4%膨润土浆中加入硅酸盐后，再加入CPS2000，SL-1和80A51，考察钻井液的性能和抑制性的变化，结果见表2、表3。从表中可以看出，复合硅酸盐CS-1与CPS2000，SL-1的配伍性良好，与80A51的配伍性不好。

表2 CS-1与CPS2000的配伍性

表3 CS-1与SL-1和80A51的配伍性

2.3 与LV-CMC

在含有4%膨润土浆中加入硅酸盐，再加入LVCMC，考察钻井液的性能和抑制性的变化，结果见表4。

表4 CS-1与LV-CMC的配伍性

从表4可以看出，加入复合硅酸盐CS-1后，钻井液的回收率提高，同时，钻井液流变性能变化合理，滤失量降低，可以看出复合硅酸盐与LV-CMC有良好的配伍性。

2.4 与NH4-HPAN

考察在含有NH4-HPAN的钻井液中加入硅酸盐后钻井液的性能变化，结果见表5。

表5 CS-1与NH4-HPAN的配伍性

从表5可以看出，加入复合硅酸盐CS-1后，钻井液的回收率降低，同时，钻井液流变性能变化不大，但对滤失量影响较大，因此复合硅酸盐与NH4-HPAN配伍性不好。

2.5 与聚合醇

考察在含有聚合醇的钻井液中加入硅酸盐后，钻井液的性能变化见表6。

表6 CS-1与聚合醇的配伍性

加入聚合醇主要是为了提高体系的防塌性和润滑性，但从表6可以看出，聚合醇与复合硅酸盐CS-1一起作用后滤失量严重增加，说明复合硅酸盐CS-1与聚合醇之间复配效果不佳。

3 体系配方

强抑制性淡水硅酸盐体系设计如下：（1%～5%）膨润土浆+（0.3%～1.0%）CPS2000+（1.0%～1.5%）LV-CMC+（1%～3%）SMC+（1%～3%）ASP-1+（1%～3%）CS-1+（3%～ 8%）原油+（3%～5%）润滑剂+重晶石（根据密度需要）。

强抑制性盐水硅酸盐体系设计如下：（1%～5%）膨润土浆+（0.3%～1.0%）CPS2000+（0.5%～1.5%）LVCMC+（2%～5%）SMC+（2%～5%）ASP-1+（1%～2%）CS-1+（10%～30%）NaCl+（3%～8%）原油+（3%～5%）润滑剂+重晶石（根据密度需要）。

上述方案中钻井液（60°C）性能为：密度1.06～1.60 g/cm3，漏斗黏度50～100 s，pH值11～12，表观黏度12～ 35 mPa·s，塑性黏度15～25 mPa·s，滤失量3～6 mL，HTHP滤失量≤20 mL，动切力1～10 Pa，膨润土质量浓度10～35 g/L。

4 性能评价

4.1 抑制性对比

对比聚合物体系（A）、KCl聚合物体系（B）、硅酸盐体系（C）、饱和盐水聚磺体系（D）、KCl饱和盐水聚磺体系（E）、饱和盐水硅酸盐体系（F）的抑制性，结果见图1。可以看出，硅酸盐体系岩心无论是一次回收率还是二次回收率，均比KCl聚合物体系和饱和盐水聚磺体系好。

图1 不同体系抑制性对比

4.2 抗温实验

淡水体系、盐水体系在120℃，150℃老化16 h后的钻井液性能，见表7。

从表7可以看出，硅酸盐体系无论淡水体系还是盐水体系都能抗120℃，在这个温度下老化后，钻井液黏切略有下降，滤失量变化不大；150℃老化后，淡水体系黏切、滤失量都升高，盐水体系黏切也略有下降，滤失量变化不大，说明该体系完全能抗150℃。

表7 硅酸盐体系的抗温实验

4.3 抗污染实验

评价了硅酸盐体系抗钙膨润土、CaCl2及淡水体系抗盐污染性能，实验结果如表8所示。

表8 硅酸盐体系抗CaCl2污染实验

此外，通过硅酸盐体系抗CaCl2污染实验可知，硅磺体系能抗0.5%CaCl2污染，但必须调节钻井液的pH值，将pH值对硅酸盐体系流变性的影响消除。通过硅酸盐淡水体系抗NaCl污染实验可以看出，在淡水体系中加入5%～15%NaCl后，滤失量变化不大，黏切降低。

5 结论

1）复合硅酸盐CS-1与SMC和ASP-1，LV-CMC，CPS2000之间有良好的复配作用，与而PMC，SMP-1，SL-1等配伍性也较好，与80A51、聚合醇和NH4-HPAN之间复配效果不佳。

2）评价了强抑制性硅磺聚合物淡水钻井液体系和盐水钻井液体系，硅磺聚合物钻井液具有抗温、抗盐、抗钙、镁离子污染能力强的特点。

3）强抑制性硅磺聚合物钻井液配制工艺简单，一旦调整到设计性能后，钻井液性能稳定，维护方法简便，具有良好的携砂能力，井眼清洁，体系具有很好的流变性。

［1］ 陈会年，张卫东，谢麟元，等.世界非常规天然气的储量及开采现状［J］.断块油气田，2010，17（4）：439-441.

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（编辑 赵旭亚）

Silicate-sulfonate polymer drilling fluid system with strong inhibition

Luo Yuanru1，2,Chen Mian1,Jin Yan1,Du Minghan2,Hou Jing2,Li Huazhao3,Yang Junliang4,Fang Haitao5
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Great Wall Drilling Engineering Company Limited,PetroChina,Beijing 100101,China;3.No.1 Oil Production Plant,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC, Puyang 457171,China;4.Mud Fluid Company,CNPC Bohai Drilling Engineering Co.Ltd.,Tianjin 300280,China;5.No.5 Drilling Company,CNPC Bohai Drilling Engineering Co.Ltd.,Cangzhou 062450,China)

With the increasing of exploration and development degree of unconventional reservoirs such as shale gas reservoir,a water base drilling fluid with the characteristics of strong inhibition,good compatibility,low cost,low chemical and biological toxicity is greatly needed.Through laboratory testing,the compatibilities between composite silicate and different drilling fluid treating agents were assessed,and the salt water and fresh water formula of silicate-sulfonate polymer drilling fluid with strong inhibition was optimized.Especially,it is indicated that this silicate-sulfonate polymer drilling fluid with strong inhibition can tolerate the temperature of 150℃and saturated salt water,and has the ability of anti-contamination of calcium,magnesium ion and clay through the experiment of comparison with other strong-inhibition drilling fluids.It also has a good anti-sloughing effect and is of benefit to the maintenance of stable wellbore.Meanwhile,the preparation technology of the drilling fluid system is simple, with cost low.After adjusted to reasonable design performance by requirement,the system has a good rheological property,stable drilling fluid performance,convenient maintenance and strong proppant carrying capacity.It be favour of the wellbore cleaning and has a wide application prospect.

silicate-sulfonate polymer drilling fluid;composite silicate;inhibition;compatibility

TE254+.6

A

10.6056/dkyqt201204032

2012-01-31；改回日期：2012-05-20。

罗远儒，男，1968年生，在读博士研究生，高级工程师，主要从事油气井工程方面的研究工作。E-mail：luoyr.gwdc@cnpc. com.cn。

罗远儒，陈勉，金衍，等.强抑制性硅磺聚合物钻井液体系研究［J］.断块油气田，2012，19（4）：537-540.

Luo Yuanru，Chen Mian，Jin Yan，et al.Silicate-sulfonate polymer drilling fluid system with strong inhibition［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：537-540.